energate messenger am 26.02.2024<\/a><\/p>\nFrankfurt\/Main (energate) – Die Umsetzung der netzdienlichen Regelung steuerbarer Verbraucher nach \u00a7 14a EnWG steht derzeit weit oben auf der Agenda vieler Verteilnetzbetreiber. energate sprach mit Carlo Lazar, Director of Sales and Marketing EMEA des finnischen Netztechnikdienstleisters Aidon, \u00fcber die Herausforderungen bei diesem Prozess und Erfahrungen aus den skandinavischen L\u00e4ndern bei der Netzdigitalisierung.<\/strong><\/p>\nenergate:<\/strong> Herr Lazar, mit der Einf\u00fchrung der netzdienlichen Regelung nach \u00a7 14a EnWG m\u00fcssen die Netzbetreiber ihre Netze mit Smart-Metering-Technik ausstatten. Welche Herausforderungen ergeben sich f\u00fcr die Netzbetreiber bei der Umsetzung?<\/p>\nLazar:<\/strong> Deutschland nimmt mit der Umsetzung der neuen Vorgaben bei der Laststeuerung im Niederspannungsnetz nach \u00a7 14a EnWG eine Vorreiterrolle in Europa ein. Die Vorgaben aus \u00a7 14a sind notwendig und wichtig, um die zuk\u00fcnftigen Herausforderungen in den Niederspannungsnetzen zu meistern. Das Dimmen der Leistung von Verbrauchern ist aber nur eine wichtige neue Aufgabe, mit der sich die Verteilnetzbetreiber besch\u00e4ftigen m\u00fcssen. Die f\u00fcr eine Umsetzung von \u00a7 14a erforderlichen Hard- und Softwarel\u00f6sungen sind am Markt bereits verf\u00fcgbar. Doch Ressourcenengp\u00e4sse aufseiten der Netzbetreiber sowie Unsicherheit dar\u00fcber, welche Daten in welcher Aufl\u00f6sung und \u00dcbertragungsh\u00e4ufigkeit sinnvollerweise zu erfassen sind, k\u00f6nnten die Umsetzung der Vorgaben verz\u00f6gern. Wir gehen davon aus, dass die Bundesnetzagentur und das Bundeswirtschaftsministerium in diesem und im n\u00e4chsten Jahr die \u00a7-14a-Anforderungen konkretisieren werden.<\/p>\nDie \u00fcber \u00a7 14a geforderten Netzzustandsdaten, die \u00fcber Smart Meter geliefert werden m\u00fcssen, werden allein nicht ausreichen. Bis 2028 darf noch pr\u00e4ventiv gesteuert werden.\u00a0Ab dem 1. Januar 2029 ist jedoch ein allgemeines Monitoring, basierend auf strang- und abgangsscharfen Echtzeit-Messdaten notwendig. Allerdings ist noch nicht klar, ob die Smart Meter die als Zusatzleistung definierten Minutenwerte, also min\u00fctlich \u00fcbertragene Netzzustandsdaten, \u00fcberhaupt bereitstellen k\u00f6nnen. Das bisherige wMBUS-Protokoll ist daf\u00fcr nicht geeignet. An einem sogenannten Kompaktprofil wird aktuell gearbeitet.<\/p>\n
energate:<\/strong> Welche Daten und Datentypen muss ein Netzbetreiber aus Ihrer Erfahrung heraus eigentlich erheben, um einen geeigneten \u00dcberblick \u00fcber den tats\u00e4chlichen Netzzustand zu erhalten?<\/p>\nLazar:<\/strong> Generell besteht ein hoher Bedarf an mehr Echtzeitdaten, um den Betrieb der Niederspannungsnetze besser und effizienter steuern zu k\u00f6nnen. Welche Daten wie schnell zur Verf\u00fcgung stehen m\u00fcssen, h\u00e4ngt nicht nur davon ab, ob es sich um ein st\u00e4dtisches oder l\u00e4ndliches Netzgebiet handelt. Die Anzahl von PV-Anlagen, Wallboxen und W\u00e4rmepumpen in einem Netzgebiet spielt auch eine entscheidende Rolle.<\/p>\nDie richtigen Asset-Management- und Stammdaten, einschlie\u00dflich der genauen Netztopologie, werden in Zukunft immer wichtiger werden. Um die Vorteile sogenannter digitaler Zwillinge im Niederspannungsnetz nutzen zu k\u00f6nnen, bedarf es einer guten Datengrundlage, damit die Algorithmen und Berechnungen auf den richtigen Annahmen beruhen.<\/p>\n
energate:<\/strong> Welche Daten abseits des eigentlichen Netzzustandes sind ebenfalls relevant?<\/p>\nLazar:<\/strong> Richtig ist zun\u00e4chst einmal, dass allein die im Messstellenbetriebsgesetz\u00a0 (MsbG) genannten Netzzustandsdaten nicht ausreichen. Der Netzbetreiber ben\u00f6tigt dar\u00fcber hinaus mehr Informationen, beispielsweise physikalische Modelle des Verteilnetzes, die eine detaillierte Beschreibung der Netzstruktur und -komponenten beinhalten. Zu den relevanten Prozessdaten geh\u00f6ren auch Echtzeitdaten zu Netzparametern und Leistungsfluss. Aber auch Umgebungsdaten beispielsweise \u00fcber Umweltbedingungen, Wetter und geografische Informationen sind relevant. Grunds\u00e4tzlich geh\u00f6ren auch Last- und Verbrauchswerte sowie Informationen aus Geoinformationssystemen f\u00fcr genaue geografische Darstellung des Niederspannungsnetzes zum Handwerkszeug eines Netzbetreibers.<\/p>\nenergate:<\/strong> Der skandinavische Markt ist in Sachen Netzdigitalisierung bereits weiter als der deutsche Markt. Welche Lehren lassen sich aus den dortigen Erfahrungen hinsichtlich des Einsatzes intelligenter Komponenten ziehen?<\/p>\nLazar:<\/strong> In Skandinavien wurden die ersten intelligenten Z\u00e4hler bereits im Jahr 2003 in Betrieb genommen. Finnland und Schweden implementieren derzeit schon die zweite Generation dieser Z\u00e4hler. Hauptziele dieser Rollouts sind die automatisierte Abrechnung der Energiemengen sowie die Visualisierung von Verbrauchsdaten. Auch das Verbraucherverhalten hat sich im Laufe der Zeit ver\u00e4ndert. Aufgrund steigender Energiepreise nutzen Verbraucher in den letzten zwei Jahren ihre Verbrauchsdaten, um ihren Energieverbrauch zu analysieren und gegebenenfalls in g\u00fcnstigere Zeitzonen zu verlagern. Daten \u00fcber den eigenen Energieverbrauch werden f\u00fcr die Verbraucher immer wichtiger.<\/p>\nDar\u00fcber hinaus werden mehr und mehr technische Daten \u00fcber das Niederspannungsnetz erhoben, um den Netzbetrieb zu optimieren. Alle Verteilnetzbetreiber in den nordischen L\u00e4ndern sammeln 15-min\u00fctige 4Q-Lastprofile von ihren Ortsnetzstationen. Einige gehen noch einen Schritt weiter und erfassen diese Profile mit einer Aufl\u00f6sung von f\u00fcnf Minuten pro Phase pro Abgangskabel. Zus\u00e4tzlich werden noch Spannung, Strom, aber auch Daten zur Netzqualit\u00e4t (THD) erfasst. Mit einstellbaren Grenzwerten und Alarmmeldungen bei Verletzung dieser Grenzen betreiben einige\u00a0Netzbetreiber eine Art Vorwarnsystem. Durch eine solche Strategie kann die zu verarbeitende Datenmenge erheblich reduziert werden.<\/p>\n
energate:<\/strong> Auch in diesen L\u00e4ndern nimmt die Zahl an dezentralen Erzeugern und neuen Verbrauchern wie W\u00e4rmepumpen und Wallboxen zu. Mit welchen Folgen?<\/p>\nLazar:<\/strong> Wir erkennen deutlich den Trend, dass Verteilnetzbetreiber aufgrund der steigenden Anzahl an Elektrofahrzeugen, Solaranlagen und W\u00e4rmepumpen zunehmend mehr technische Daten aus den intelligenten Z\u00e4hlern zur Netzbetriebsf\u00fchrung nutzen. Die Anzahl von verschiedenen Anwendungsf\u00e4llen, die die Sammlung von nahezu Echtzeit-Technikdaten aus den intelligenten Z\u00e4hlern beinhalten, w\u00e4chst in Skandinavien stetig. In Schweden fordern die Verteilnetzbetreiber aufgrund der rasch wachsenden Solareins\u00e4tze mehr detaillierte Informationen \u00fcber den produzierten Strom, in Finnland werden mit dem Aidon-Z\u00e4hler auch Erdanschlussfehler im Mittelspannungsnetz lokalisiert. In Norwegen erw\u00e4gen die Verteilnetzbetreiber, die Softfuse im intelligenten Z\u00e4hler zu nutzen, um die Kapazit\u00e4t im Netz zu optimieren. Dieser Trend ist heute schon in allen skandinavischen L\u00e4ndern zu beobachten und wir gehen davon aus, dass noch viele weitere Anwendungen folgen werden.<\/p>\nDie Fragen stellte Rouben Bathke<\/strong><\/a>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"INTERVIEW MIT CARLO LAZAR, AIDON energate messenger am 26.02.2024 Frankfurt\/Main (energate) – Die Umsetzung der netzdienlichen Regelung steuerbarer Verbraucher nach \u00a7 14a EnWG steht derzeit weit oben auf der Agenda vieler Verteilnetzbetreiber. energate sprach mit Carlo Lazar, Director of Sales and Marketing EMEA des finnischen Netztechnikdienstleisters Aidon, \u00fcber die Herausforderungen…<\/p>\n","protected":false},"author":2,"featured_media":13383,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"footnotes":""},"categories":[74],"tags":[],"class_list":["post-13365","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-uberlegungen"],"acf":[],"yoast_head":"\n
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